2012年江蘇省電廠電氣一次設備紅外檢測及分析

紅外檢測的對象主要為具有電流、電壓致熱效應或其他致熱效應的各電壓等級電氣設備，包括變壓器、斷路器、隔離開關、互感器、高壓套管、電力電容器、避雷器、電力電纜、母線、導線、絕緣子等[1]。紅外檢測能夠在早期熱異常的過程中及時發現設備隱患，提高檢修工作效率，有效延長設備的使用壽命，節約運行成本。

1 2012年電氣一次設備紅外檢測

2012年的技術監督工作中，3名檢測人員從6月12日至8月2日，對江蘇省內燃煤、燃氣、核電、抽水蓄能等二十余座電廠的各電壓等級電氣一次設備進行了紅外檢測，其中變壓器約105臺，斷路器200余組，電流互感器400余組，隔離開關400余組，電壓互感器150余組，避雷器180余組，電纜終端10組，此外還有較多數量的懸掛絕緣子、支柱絕緣子等，現場檢測使用儀器為SAT及FLIR系列2臺高精度紅外熱像儀。在整個紅外檢測過程中，檢測到的設備發熱缺陷主要有以下幾類：

（1）變壓器套管柱頭,隔離開關刀口及轉頭，斷路器導線接頭等發熱；

（2）電容式電壓互感器油箱發熱；

（3）電流互感器內、外接頭發熱；

（4）套管、絕緣子等表面污穢致熱。

上述各類設備發熱缺陷，有些屬于往年檢測中已存在發熱缺陷隱患且監視運行的，有些則屬于2012年新增發熱缺陷。

2典型缺陷及分析

紅外檢測的判斷方法一般分為表面溫度判斷法、同類比較判斷法、圖像特征判斷法、相對溫差判斷法、檔案分析判斷法、實時分析判斷法。檢測人員在現場檢測時應注意綜合運用各種方法以快速發現設備發熱缺陷。

2.1變壓器類

2012年7月26日對常州某電廠1臺220 kV主變進行紅外檢測時，發現其B相套管柱頭存在過熱缺陷，紅外熱像如圖1所示。

圖1某電廠2號主變B相

該2號主變B相套管柱頭處熱點溫度60.4℃，A相和C相套管相同部位分別為43.2℃，44.1℃，與B相溫差約16 K，相對溫差約74%。按照DL/T 664—2008《帶電設備紅外診斷應用規范》中套管柱頭發熱缺陷的有關內容，屬于嚴重缺陷（熱點溫度＞55℃或相對溫差δ≥80%）。該部位在往年檢測中未發現過熱現象，為新增發熱缺陷，此處應為柱頭內部接觸不良引起，應對柱頭內部并線等進行緊固處理。

2.2互感器類

2012年互感器類設備檢測過程中較為典型的缺陷為電壓互感器油箱發熱，電流互感器內、外接頭發熱。

2.2.1電壓互感器

2012年7月25日對蘇州某電廠220 kV升壓站進行紅外檢測時，發現2條220 kV出線電壓互感器（均為電容式電壓互感器）油箱部位存在過熱缺陷，并且套管污穢現象嚴重。紅外熱像如圖2、圖3所示。

圖2中電壓互感器油箱部位最高溫度39.1℃，圖3中電壓互感器最高溫度38.9℃，觀察2臺電壓互感器成像可以明顯看到其下部油箱部位較套管區域溫度顯著升高，應結合檢修機會對其內部進行檢查、處理。電容式電壓互感器油箱發熱故障較為多見的是由于電磁單元內部或外部故障使保護電阻或阻尼電阻長時間通流發熱所致[2，3]。檢測到存在油箱發熱缺陷時應注意觀察其缺陷發展，綜合分析油相關試驗結果及溫升、部位等情況，對缺陷的性質進行初步判定，避免盲目停電。

2.2.2電流互感器

（1）某500 kV電流互感器接頭處發熱缺陷。2012年7月16日對蘇北某電廠500 kV升壓站進行紅外檢測時，發現某電流互感器A相、C相外部接頭處發熱現象較為明顯，紅外熱像如圖4、圖5所示。

2012年的現場檢測中發現有多家電廠存在電流互感器各部位的過熱缺陷，主要為電流互感器內、外接頭處發熱。

觀察紅外成像，A相、C相缺陷部位熱點溫度分別為43.7℃，44.0℃，與正常相B相溫差約為5 K，為一般過熱缺陷（溫差不超過15 K）,未達到嚴重缺陷熱點溫度＞80℃或相對溫差δ≥80%的規定，應監視運行，日常巡視中應加強對上述部位的紅外檢測。

（2）某220 kV電流互感器發熱缺陷。2012年7月12日對徐州某電廠500 kV，220 kV升壓站進行紅外檢測時，發現一組電流互感器A相變比接頭部位存在過熱缺陷。紅外熱像如圖6所示。

圖6某電流互感器A相導流板螺絲發熱缺陷

圖6中，該電流互感器A相溫度最高點溫度為43.5℃，與正常相B相、C相相同位置溫差約為6 K，該發熱部位屬于典型的電流互感器變比接頭連接不良導致的一般過熱缺陷（溫差不超過15 K，未達到嚴重缺陷熱點溫度＞80℃或相對溫差δ≥80%的規定）。

（3）某500 kV電流互感器接頭發熱缺陷。2012年8月2日對蘇北某電廠500 kV升壓站進行紅外檢測時，發現某500 kV電流互感器的C相存在接頭部位過熱缺陷，紅外熱像如圖7所示。

圖7某500 kV電流互感器C相發熱缺陷

圖7中，溫度最高點熱點溫度為47.0℃，與A相、B相溫差約5～6 K，屬于一般過熱缺陷（溫差不超過15 K），該發熱缺陷為典型的接觸不良致熱現象。電流互感器外接頭發熱原因一般為接頭接觸不良。接頭處的壓力是否合適、接觸面的氧化程度等均不同程度影響接觸電阻，從而影響接頭發熱狀況。

2.3套管類

套管類設備存在的問題多為套管表面污穢致熱。2012年7月25日對蘇州某電廠220 kV升壓站進行紅外檢測，該升壓站為室內布置，檢測時發現大量設備存在表面污穢致熱現象。以某電壓互感器為例，其紅外熱像如圖8所示。

從圖8中可以明顯觀察到該電壓互感器存在顯著的表面污穢致熱現象。該升壓站內設備表面污穢現象較普遍，應利用檢修機會清理污穢，同時在日常巡檢工作中應加強監測。

圖8某電壓互感器表面污穢致熱

2.4絕緣子類

絕緣子類設備存在的問題為表面污穢。2012年7月25日對蘇州某電廠220 kV室內布置升壓站進行紅外檢測，絕緣子表面污穢致熱缺陷較為普遍，包括刀閘、接地刀閘支柱絕緣子，母線懸掛絕緣子等。典型表面污穢缺陷紅外熱像如圖9、圖10所示。

圖9、圖10的220 kV母線懸掛絕緣子及某閘刀支柱絕緣子紅外成像圖譜中，表面污穢現象顯著，應結合檢修對污穢部位進行處理。套管、絕緣子表面污穢致熱主要特征為以瓷盤為發熱區的熱像，發熱區由于表面污穢導致絕緣子泄漏電流增大而導致的發熱較為明顯。運行環境污穢條件下，絕緣子將不同程度降低絕緣性能，易導致發生閃絡，從而對正常電力生產造成危害。該類缺陷目前在江蘇省內較常見于室內布置且投運時間較長的電氣設備，由于空氣流通不暢、灰塵累積易造成絕緣子以及高壓套管等表面污穢致熱。

2.5金屬連接類

金屬連接類設備發熱比較常見于接頭與線夾、金屬導線、隔離開關的刀口與轉頭等。在2012年的檢測中也發現了一定數量金屬連接部位的發熱缺陷問題。

（1）某500 kV閘刀發熱缺陷。2012年7月24日對南京某電廠500 kV升壓站進行紅外檢測時，發現某500 kV閘刀B相存在過熱缺陷，其紅外成像如圖11所示。

圖11 50322閘刀B相

圖11中，缺陷部位熱點溫度為45.2℃，與正常相A相、C相溫差約為5 K，由接觸不良引起，屬于一般缺陷（溫差不超過15 K未達到嚴重缺陷熱點溫度＞80℃或相對溫差δ≥80%的規定）。

（2）某220 kV閘刀發熱缺陷。2012年8月1日對鎮江某電廠220 kV升壓站進行紅外檢測時，發現某220 kV閘刀C相存在較為明顯的過熱缺陷，紅外熱像如圖12所示。

圖12某220 kV閘刀C相刀口發熱

圖12中，該閘刀主變側刀口熱點溫度為88.0℃，與正常相溫差達42 K，相對溫差約為80%，屬于嚴重缺陷。金屬連接類設備過熱缺陷可見于各類設備，如導線接頭接觸不良，隔離開關彈簧壓接不良、轉頭接觸不良等，此類缺陷由于發熱往往較為顯著，在現場檢測中易于發現。在省內一些投運時間較長的升壓站中，該缺陷較為多見。

2.6開關類

2012年8月15日對南京某電廠500 kV升壓站進行紅外檢測時，發現其500 kV的5002開關A相主變側導線接頭部位存在較為明顯的過熱缺陷。紅外熱像如圖13所示。

圖13 5002開關A相主變側

觀察圖13，接頭處熱點溫度80.6℃，與正常相溫差42 K，按照標準規定屬于嚴重過熱缺陷，屬于連接部位接觸不良致熱。2012年的檢測工作中，開關類設備本體未發現明顯的發熱缺陷，存在的問題一般為類似上述5002開關A相的各類接觸不良致熱問題。

3結束語

基于2012年紅外檢測工作中檢測到的各類缺陷，建議電廠巡檢人員在今后現場檢測時應注意以下發熱缺陷類型及缺陷設備類型：

（1）對于變壓器類設備的檢測，應重視各電廠主變封閉母線及升高座部位由于渦流引起的發熱缺陷的檢測。檢測時應注意對比相似負荷、環境條件下的歷史檢測數據。

（2）互感器類設備的發熱缺陷逐年增加，應加強對于電流互感器內、外連接不良致熱缺陷及電壓互感器油箱發熱缺陷的檢測。

（3）套管類及絕緣子類的問題主要為表面污穢致熱。室內升壓站的電廠也應對此類缺陷加以重視。沿海電廠，由于空氣鹽分高、腐蝕性強，應加強表面污穢致熱檢測。

（4）對于電壓致熱效應設備的檢測應更加細致，對于細微的溫差也應當加強重視。

此外，對于紅外檢測工作現場，電廠巡檢人員應注意做到避免日照強、環境溫度高時進行檢測，負荷常年較高的電廠可根據實際情況縮短檢測周期。抽水蓄能電站由于經常不能滿足精確檢測要求的通電時間等條件，應根據自身實際，結合過往檢測情況對設備發熱狀況進行判斷，同時各電廠應建立紅外診斷數據庫，有序管理歷史檢測數據，注意對設備發熱缺陷發展的監視，為合理安排檢修工作提供依據。

[1]DL/T 664—2008.帶電設備紅外診斷應用規范[S].北京：中國電力出版社，2008.

[2]何子東，付煒平，霍春燕.紅外監測診斷電容式電壓互感器故障分析[J].高電壓技術，2008，34(6)：1310-1312.

[3]張 霽.電容式電壓互感器的特點及存在問題[J].江蘇電機工程，2000，19(1)：35-36.